Электрификация населенного пункта

Вид работы:

Курсовая работа (т)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

596,64 Кб
Опубликовано:

2015-07-11

Скачать курсовую работу Читать текст online Заказать курсовую
*Помощь в написании! Посмотреть все курсовые работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Электрификация населенного пункта

Введение

Начало развития электрических систем в нашей стране было положено планом ГОЭЛРО - планом электрификации России. Его идеи привели к созданию объединенных энергетических систем, в том числе и единой энергетической системы (ЕЭС). Задачу проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития единой энергетической системы России. При проектировании электрических систем важно учитывать интересы и специфику административных и экономических районов. Поэтому проектирование ЕЭС России должно основываться на учете развития энергосистем и их объединений.

В соответствии с основными положениями Энергетической программы на длительную перспективу в ближайшие два десятилетия намечено завершение формирования ЕЭС страны, сооружение магистральных линий электропередачи напряжением 1150 кВ постоянного тока.

Создание мощных электрических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения более крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование.

Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей.

Курсовой проект по дисциплине "Электрические системы и сети" выполняют на четвертом курсе студенты, обучающиеся электроэнергетическим специальностям. Этот проект должен развить у студента навыки практического использования знаний, которые он получил при изучении курса "Электрические системы и сети". Следующий за теоретическим изучением курса учебный проект завершает работу на этой важной для каждого электроэнергетика дисциплиной. Первые шаги в области проектирования убеждают студента, что полученные знания, умение проводить различные расчеты сетей недостаточны для выполнения проекта. Расчетные задачи решаются по определенным формулам по известной методике на основе необходимых исходных данных. Задачи, которые поставлены в проекте электрической сети, в большинстве случаев не имеют однозначного решения. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети производится не только путем теоретических расчетов, но и на основе различных соображений, производственного опыта. Выполнение курсового проекта и дает возможность студенту получить некоторый опыт, развивать проектное мышление, и только после нескольких лет молодой инженер становится полноценным специалистом в области проектирования электрических сетей.

Любой проект электрической сети состоит из двух следующих основных разделов:

) выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей;

2) сопоставление этих вариантов по различным показателям;

) выбор и результат этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;

) расчет характерных режимов работы электрической сети;

) решение вопросов связанных с регулированием напряжения;

) определение технико-экономических показателей электрической сети.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

Сооружение проекта во многом зависит от вида сети, ее назначения. В учебном проекте в большинстве случаев решаются вопросы электроснабжения района с промышленной и сельской нагрузками от электрической станции или районной подстанции энергосистемы. При реальном проектировании сетей и линий электропередачи рассматривается более обширный круг вопросов. В частности сюда входят:

) изыскание трасс и линий электрической сети;

2) разработка схемы сети;

) выбор номинальных напряжений;

) расчеты сечений проводов;

) определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях, питающихся от проектируемой сети;

) электрический расчет сети в основных нормальных и аварийных режимах;

) выбор способов регулирования напряжения, определение места установки и мощности устройств для регулирования напряжения;

) расчет конструктивных параметров проводов, опор и фундаментов воздушных линий;

) определение технико-экономических показателей электрической сети;

) организация эксплуатации проектируемой работы.

В процессе реального проектирования решают также и ряд других важных вопросов. К ним относятся разработка мероприятий по снижению потерь мощности и энергии в сети, релейная защита, расчет заземляющих устройств подстанций и опор линий, средств по грозозащите линий и подстанций.

1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

.1 Исходные данные

Согласно заданному варианту в Таблице 1, Таблице 2 и Таблице 3 указаны данные по потребительским ПС и городской ТЭЦ, а также характеристика местности проектируемого района.

Таблица 1. Данные по потребительским ПС и городской ТЭЦ

1		2		3		4		5		6
Кол-во жителей	Тип генераторов	Предприятие*	Кол-во выпускаемой продукции	Предприятие*	Кол-во выпускаемой продукции	Предприятие*	Кол-во выпускаемой продукции	Предприятие*	Кол-во выпускаемой продукции	Предприятие*	Кол-во выпускаемой продукции
560	2хТГВ-200М	7	522 тыс.т	6	5,0 тыс.ед.	9	180 тыс.ед	15	2,2 млн.т	ПС энергосистемы

Таблица 2. Данные по расположению потребительских ПС и источников питания

Длины участков, км
l12	l13	l14	l15	l16	l23	l34	l45	l56
33	38	43	51	59	10	37	35	52

Таблица 3. Характеристика местности проектируемого района

Район по ветровому давлению	Район по толщине стенки гололеда	Усложняющие условия	Плиты в населенных пунктах
V	II	-	газ

1.2 Расположение потребительских ПС и городской ТЭЦ

Построение начинаем с пункта 1 - городской ТЭЦ. Вычерчиваем окружности радиусами l₁₂, l₁₃, l₁₄, l₁₅, l₁₆. На окружности радиусом l₁₂ произвольно ставим точку - место расположения ПС2. От точки ПС2 откладываем отрезок [ПС2; ПС3] длиной l₂₃. Точка ПС3 должна располагаться на окружности радиусом l₁₃. Аналогично определяются координаты других ПС. Порядок определения координат потребительских ПС и источников питания (Рисунок 1, Рисунок 2).

Рисунок 1. Порядок определения координат потребительских ПС и источников питания

Рисунок 2. Результат построения сети

1.3 Определение расчетной активной нагрузки

.3.1 Определение расчетной нагрузки для узла 1

Расчетная активная нагрузка города:

(1)

Для населенного пункта с плитами на природном газе:

С учетом мелкопромышленных потребителей:

Расчетная реактивная нагрузка:

(2)

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosφГ.

В курсовом проекте принять:

для плит на природном газе cosφГ = 0,92;

для электроплит cosφГ = 0,95.

Мощность, выдаваемая установленными на ТЭЦ генераторами:

(3)

где - количество установленных генераторов; - установленная мощность генератора, МВт; - КПД генератора, о.е.

По (2)

Суммарная нагрузка узла 1 составит:

Таким образом, узел 1 является источником реактивной и активной мощности.

.3.2 Определение расчетной нагрузки для узла 2

Расчетная активная нагрузка потребительских ПС:

, (4)

где - удельный расход электроэнергии в год i-того потребителя, кВт·ч/ед; - годовое число часов использования максимума нагрузки i-того потребителя, ч.

Для металлообрабатывающего завода: , , .

Расчетная активная нагрузка по формуле (3):

МВт

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (2):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosφГ.

1.3.3 Определение расчетной нагрузки для узла 3

Для паровозовагоноремонтного завода: , , .

Расчетная активная нагрузка по формуле (3):

МВт

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (2):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosφГ.

.3.4 Определение расчетной нагрузки для узла 4

Для завода целлюлозно-бумажной промышленности: , , .

Расчетная активная нагрузка по формуле (3):

МВт

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (2):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosφГ.

.3.5 Определение расчетной нагрузки для узла 5

Для молокозавода: , , .

Расчетная активная нагрузка по формуле (3):

МВт

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (2):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosφГ.

Сведем рассчитанные нагрузки в Таблицу 4.

Таблица 4. Результаты рассчитанных нагрузок ПС и ТЭЦ

ПС	Наименование	Годовой выпуск продукции (тыс.); кол-во жителей (млн.)	Tmax, ч.	Категория по надежности, %	Wуд, кВт·ч/ед	cosφ	Рmax	Qmax
1	Город	560	5450	60	2480	0,92	349,4	148,8
2	Металообрабатывающий завод	522	4400	30	300	0,87	35,6	20,3
3	Паровозовагоноремонтный завод	5	4000	30	22500	0,76	28,1	24
4	Завод целлюлозно-бумажной промышленности	180	6000	45	480	0,7	14,4	14,7
5	Молокозавода	2200	4800	20	50	0,86	21,9	13

2. Построение схем электрических сетей

Линии электропередачи состоят из ВЛ основной и распределительной сети. ВЛ основной сети обеспечивают связь между крупными электростанциями и передачу мощности от них в районы потребления электроэнергии. ВЛ распределительной сети обеспечивают передачу электроэнергии от ПС основной сети и электростанций к потребителям электроэнергии.

При проектировании основной электрической сети энергосистем рекомендуется:

- намечать линии электропередачи через крупные узлы нагрузки, избегать прямых связей между электростанциями;

- производить выбор схемы присоединения электростанций и ПС к основной сети с учётом надёжности питания узла электрической сети и необходимости обеспечения транзита мощности по ВЛ;

- сооружать между двумя узлами сети по одной трассе, как правило, не более двух линий электропередачи одного напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует рассматривать целесообразность сооружения ВЛ по другим направлениям или выполнение электропередачи на более высоком напряжении.

Проектирование распределительной сети энергосистем осуществляется с учётом следующего:

- в районах с малым охватом территории сетями при близких значениях технико-экономических показателей вариантов развития сети рекомендуется отдавать предпочтение сооружению ВЛ по новым трассам;

- в крупных городах и промышленных районах с большой концентрированной нагрузкой по одной трассе может предусматриваться строительство двух и более ВЛ;

- при прохождении ВЛ по территории городов, на подходах к электростанциям ПС, в стеснённых условиях, лесных массивах и т.д. ВЛ рекомендуется выполнять на двухцепных опорах. При этом подвеска одной цепи рекомендуется в случае, когда необходимость ввода второй цепи возникает в срок более трёх лет после ввода первой, а также когда отключение первой цепи на время проведения работ по подвеске второй допустимо по условиям электроснабжения. Допускается подвеска на одних опорах ВЛ разных классов напряжений;

- при питании ПС с потребителями первой категории применение двух одноцепных ВЛ вместо одной двухцепной допускается при наличии обоснований.

При развитии распределительных сетей отдельных номинальных напряжений необходимо учитывать отдельные рекомендации.

На Рисунке 3 представлены 6 вариантов схем электрической сети для расчета.

Рисунок 3. Варианты схем электрической сети

3. Расчет мощностей протекающих по линиям

Для кольцевых схем необходимо использовать формулу (5):

. (5)

.1 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 1

МВт;

;

МВт;

.2 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 2

МВт;

;

МВт;

.3 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 3

МВт;

;

.4 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 4

;

.5 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 5

МВт;

.6 Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 6

МВт;

4. Выбор номинального напряжения

электрический подстанция трансформатор грозозащита

Экономически выгодной напряжение определяется по формуле (6)

, (6)

где L - длина линии, км; Р - передаваемая мощность, МВт.

После расчета экономически выгодного напряжения выбираем по нему напряжение номинальное, ближайшее большее.

.1 Определение номинального напряжения в схеме 1

кВ;

4.2 Определение номинального напряжения в схеме 2

кВ;

.3 Определение номинального напряжения в схеме 3

кВ;

.4 Определение номинального напряжения в схеме 4

кВ;

.5 Определение номинального напряжения в схеме 5

кВ;

.6 Определение номинального напряжения в схеме 6

кВ;

Результаты расчетов номинального напряжения для различных вариантов проектирования сетей энергосистемы сведем в Таблицу 5.

Таблица 5. Результаты расчетов экономически выгодного номинального напряжения линий

Вариант	Участок	Р, МВт	L, км	Uэк, кВ	Uст, кВ
1	1-2	42,6	33	86,867	110
	2-3	12,4	10	63,043	110
	3-КЭС	40,5	39	115,819	220
	КЭС-4	37,2	20	110
	4-2	23,2	43	91,521	110
	4-5	21,9	35	64,203	110
2	1-2	42,6	33	86,867	110
	2-3	7	10	49,559	110
	3-КЭС	19,7	39	84,6	110
	КЭС-4	22,8	20	86,178	110
	4-3	8,4	37	56,693	110
	4-5	21,9	35	64,203	110
3	1-2	42,6	33	86,867	110
	2-3	27,8	10	84,537	110
	3-КЭС	55,9	39	131,827	220
	КЭС-4	44,1	20	110,641	220
	4-5	29,7	35	100,779	110
	5-2	7,8	70	55,245	110
4	1-2	31,2	33	102,447	110
	2-3	4,4	10	40,22	110
	3-КЭС	32,5	39	105,56	110
	КЭС-4	24,9	20	89,3	110
	4-5	10,5	35	62,947	110
	5-1	11,4	51	66,067	110
5	1-2	42,6	33	86,867	110
	2-3	7	10	36,172	110
	3-4	21,1	37	63,185	110
	4-5	35,5	35	80,283	110
	5-КЭС	63,6	52	106,46	110
6	1-2	42,6	33	86,867	110
	2-3	7	10	36,172	110
	3-КЭС	21,1	39	63,272	110
	КЭС-4	7,5	20	38,023	110
	4-5	21,9	35	64,203	110

5. Составление схем сетей с РУ

На Рисунке 4 - Рисунке 9 представлены схемы сети с разрисованными РУ для всех ранее указанных вариантов.

Рисунок 4. Схема сети энергосистеме варианта №1

Рисунок 5. Схема сети энергосистеме варианта №2

Рисунок 6. Схема сети энергосистеме варианта №3

Рисунок 7. Схема сети энергосистеме варианта №4

Рисунок 8. Схема сети энергосистеме варианта №5

Рисунок 9. Схема сети энергосистеме варианта №6

6. Расчет стоимостных показателей

Таблица 6. Стоимостные показатели вариантов энергорайона

№ варианта	Наименование элемента	Стоимость элемента, тыс.р.	Количество	Общая стоимость, тыс. р.	Итого, тыс. р.
1	3Н	350	2	700	15004
	4Н	360	2	720
	7	490	2	980
	12	780	2	1560
	ЛЭП	852ц 471ц	68 112	5780 5264
2	4Н	360	2	720	14564
	5Н	430	2	860
	12	780	2	1560
	ЛЭП	852ц 471ц	78 102	6630 4794
3	3Н	350	2	700	15553
	4Н (110)	360	2	720
	4Н (220)	610	1	610
	7	490	2	980
	12	780	2	1560
	ЛЭП	852ц 471ц	33 174	2805 8178
4	5Н	430	6	2580	11416
	ЛЭП	471ц	188	8836
5	4Н	360	2	720	16635
	5Н	430	4	1720
	ЛЭП	852ц	167	14195
6	4Н	360	2	720	14085
	5Н	430	4	1720
	ЛЭП	852ц	137	11645

Стоимость за километр: 1 цепь - 47000 рублей.

АС 240/32 2 цепь - 85000 рублей.

Выбираем самые дешевые схемы, кольцевую (вариант №4) и радиальную (вариант №6).

7. Баланс мощности в проектируемой сети

Активная мощность КЭС должна быть больше установившегося значения.

, (7)

где - коэффициент совпадения максимумов нагрузок; 0,8 - это коэффициент запаса мощности, 20% от установленной на собственные нужды; 1,05 - это коэффициент потерь; 5% от потребляемой мощности.

Максимальная потребляемая активная мощность вычисляется по формуле:

. (8)

Подставляя численное значение в формулу (8):

МВт.

Максимальная потребляемая реактивная мощность вычисляется по формуле:

. (9)

Подставляя численное значение в формулу (9):

МВар.

Аналогично и для реактивной мощности.

. (10)

МВар.

С целью снижения потерь мощности в сети произведем мероприятия по компенсации реактивной мощности.

8. Компенсация реактивной мощности

, (11)

где - реактивная мощность компенсационных установок;

(МВар);

(МВар).

Для узла 1 выбираем 10 батарей по 6 МВар;

Для узла 2 выбираем 5 батарей по 2,2 МВар;

Для узла 3 выбираем 4 батарей по 4,5 МВар;

Для узла 4 выбираем 5 батарей по 2,2 МВар;

Для узла 5 выбираем 3 батарей по 2,2 МВар;

Нагрузка в узлах после компенсации:

МВар;

9. Выбор мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, где имеет место потребители 1-й категории рекомендуется устанавливать не менее двух трансформаторов. Установка большего числа трансформаторов как правило не экономично. По ПУЭ трансформаторы потребительских подстанций должны быть снабжены РПН. Мощность трансформаторов выбирается с учетом систематических и аварийных перегрузок.

, (12)

где .

, (13)

где - реактивная мощность потребляемая с учетом компенсации.

, (14)

где М - процентная составляющая потребителей 1, 2 категории.

После выбора определяем коэффициент затрат трансформатора в нормальном режиме.

, (15)

где n - количество трансформаторов.

Найдем максимальную мощность по формуле (13):

(МВА);

Определяем номинальную мощность трансформаторов по формуле (12):

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 200 МВА;

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 16 МВА;

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 10 МВА;

Ищем коэффициент загрузки трансформатора в номинальном режиме по формуле (15):

;

Таблица 7. Паспортные данные трансформаторов

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные					Расчётные данные
			Uном обмоток, кВ		uк,%	∆Рк, кВт	∆Рх, кВт	Rт, Ом	Хт, Ом	∆Qх, кВАр
			ВН	НН
ТДЦ-200000/110	200	±2х 2,5%	121	13.8;15,75;18	10.5	550	170	0,2	7,7	1000
ТДН-16000/110	16	±9х 1,78%	115	6,6;11	10,5	85	19	4,38	86,7	112
ТДН-10000/110	10	±9х 1,78%	115	6,6;11	10,5	60	14	7,95	139	70

10. Определение потерь мощности в трансформаторах

Активные потери в обмотках трансформатора

. (16)

Реактивные потери в обмотках трансформатора:

, (17)

, (18)

, (19)

где , - активное и реактивное сопротивления трансформатора, Ом; - потери холостого хода трансформатора, МВт и МВар; - потери в обмотках трансформатора, МВт и МВар; - приведенные значения, МВт и МВар; - активная и реактивная мощности с учетом компенсации.

Подстанция 1.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 2.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 3.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 4.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 5.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Результаты расчетов потерь в трансформаторах сведены в Таблицу 8.

Таблица 8. Потери мощности в трансформаторах

№ ПС	ΔР, МВт		ΔQ, МВар		Суммарные потери S, МВА
	ΔРТ	ΔРХХ	ΔQТ	ΔQХХ
1	0.888	0.17	34.176	1	1.058 + j35.176
2	0.224	0.019	4.438	0.112	0.243 + j4.55
3	0.131	0.019	2.601	0.112	0.15 + j2.713
4	0.066	0.014	1.162	0.07	0.08 + j1.232
5	0.156	0.014	2.736	0.07	0.17 + j2.806

11. Расчет потокораспределения мощности на участках сети

МВт;

МВар;

МВт;

МВар.

Схема 4:

Рисунок 10. Потокораспределение мощностей схемы 4

Схема 6:

Рисунок 11. Потокораспределение мощностей схемы 6

12. Выбор сечения проводов

Сечения проводов выбираются по току и экономически выгодному сечению. Экономически выгодное сечение.

, (20)

где - экономическая плотность тока, А/мм².

Расчетный ток:

, (21)

где - коэффициент учитывающий число часов максимума нагрузки.

Нормальный ток.

, (22)

, (23)

(ч)

Таблица 9. Усредненное значение коэффициента α₂

Тmax Kуч	До 4000 ч	4000 - 6000 ч	Более 6000 ч
1,0	0,8	1,02	1,3
0,8	0,9	1,2	1,6
0,6	1,1	1,5	2,2

Таблица 10. Нормированные значения плотности тока j_эк

Тmax	1000 - 3000 ч	3000 - 5000 ч	Более 5000 ч
jэк	1,0	0,9	0,8

Выбираем: ; ;

Схема 4:

Номинальный ток:

(кА);

(кА).

Ток расчетный считается по формуле (21):

(кА);

(кА).

Экономически выгодное сечение считается по формуле (20):

(мм²);

(мм²).

Произведем выбор проводов на участке сети.

Для всех участков выбираем марку провода АС 120/19.

Схема 6:

Номинальный ток:

(кА);

(кА).

Ток расчетный считается по формуле (21):

(кА);

Экономически выгодное сечение считается по формуле (20):

(мм²);

Произведем выбор проводов на участке сети.

Для всех участков кроме АС 70/11.

Таблица 11. Расчетные данные ВЛ

Номинальное сечение мм²	r₀, Ом/км	х₀, Ом/км	b₀, мкСм/км	Iдоп, А
70/11	0,422	0,444	2,547	265
120/19	0,224	0,441	2,565	390

13. Аварийные режимы

Расчет аварийных токов в радиальной схеме:

. (24)

Расчет аварийных токов в кольцевой схеме:

. (25)

Схема 4:

Рисунок 12. Обрыв линии на участке КЭС-4 для схемы 4

Рисунок 13. Обрыв линии на участке 4-5 для схемы 4

Рисунок 14. Обрыв линии на участке 5-1 для схемы 4

Рисунок 15. Обрыв линии на участке 1-2 для схемы 4

Рисунок 16. Обрыв линии на участке 2-3 для схемы 4

Рисунок 17. Обрыв линии на участке 3-КЭС для схемы 4

Рассчитаем аварийные токи в кольцевой цепи для наихудшего случая: обрыв участка 3-КЭС (Рисунок 17).

(кА);

(кА).

Ток расчетный считается по формуле (21):

(кА);

(кА).

Экономически выгодное сечение считается по формуле (20):

(мм²);

(мм²).

Выбранная ранее марка проводов удовлетворяет аварийной нагрузке по допустимому току. Следовательно, для варианта №4 марка линии АС 120/19.

Схема 6:

Для радиальной сети с линиями из двух цепей аварийный ток рассчитывается по формуле (24):

(кА);

(кА).

Выбранная ранее марка проводов удовлетворяет аварийной нагрузке по допустимому току. Следовательно, для варианта №6 марка линии АС 70/11.

14. Расчет потерь мощности на участках линии

Потери мощности рассчитываются по формуле (26):

. (26)

Схема 4:

Проведем расчет для кольцевой схемы №4 с учетом потерь мощности на участках линии. "Разрежем" линию с двухсторонним питанием в узле 5 потокораздела (Рисунок 18).

Рисунок 18. Расчет потерь мощности на участках линии схемы 4

Нагрузка в узлах 5 и 5' равны:

МВА;

МВА.

Потери мощности в линии КЭС - 4:

(МВт);

Мощность в начале участка линии КЭС - 4:

(МВА);

Потери мощности в линии 4 - 5:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 4 - 5:

(МВА);

Потери мощности в линии 5 - 1:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 5 - 1:

(МВА);

Потери мощности в линии 1 - 2:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 1 - 2:

(МВА);

Потери мощности в линии 2 - 3:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 2 - 3:

(МВА);

Потери мощности в линии 3 - КЭС:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 3 - КЭС:

(МВА);

Схема 6:

Проведем расчет для радиальной схемы №6 с учетом потерь мощности на участках линии. "Разрежем" линию с двухсторонним питанием в узле 5 потокораздела (Рисунок 19).

Рисунок 19. Расчет потерь мощности на участках линии схемы 6

Мощность в конце участка линии 2 - 3:

МВА;

Потери мощности в линии 2 - 3:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 2 - 3:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 1 - 2:

МВА;

Потери мощности в линии 1 - 2:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 1 - 2:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 3 - КЭС:

МВА;

Потери мощности в линии 3 - КЭС:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 3 - КЭС:

(МВА);

Мощность в конце участка линии КЭС - 4:

МВА;

Потери мощности в линии КЭС - 4:

(МВт);

Мощность в начале участка линии КЭС - 4:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 4 - 5:

МВА;

Потери мощности в линии 4 - 5:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 4 - 5:

(МВА);

Таблица 12. Расчеты потерь мощности на участках линии

Вариант	Участок	L, км	R, Ом	X, Ом	ΔS, МВт
4	1-2	7,392	14,553	0.575+j1.132
	2-3	10	2.24	4.41	5.245+j12.18
	3-КЭС	39	8,736	17,199	33,491+j16,934
	КЭС-4	20	4,48	8,82	0.34+j0.66
	4-5	35	7,84	15,435	11.296+j10.891
	5-1	51	11,424	22,491	11.067+j1.985
6	1-2	33	13,926	14,652	0.07+j0.158
	2-3	10	4,22	4,44	0.143+j0.15
	3-КЭС	39	16,458	17,316	0.558+j0.587
	КЭС-4	20	8,44	8,88	0.082+j0.086
	4-5	35	14,77	15,54	0,349+j0,367

15. Определение потерь напряжения в узлах цепи

Для определения потерь напряжения в узлах цепи необходимо указать напряжением источника питания: 121кВ. Потери напряжения необходимо искать исходя из схемы потокораспределения Рисунок 10.

Схема 4:

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №4:

Продольная составляющая потери напряжения линии КЭС - 4:

кВ.

Для линии КЭС - 4 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №4:

кВ.

Потеря напряжение ПС №4:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3:

Продольная составляющая потери напряжения линии КЭС - 3:

кВ.

Для линии КЭС - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Потеря напряжение ПС №3:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2 со стороны ПС №3:

Продольная составляющая потери напряжения линии 2 - 3:

кВ.

Для линии КЭС - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2 со стороны ПС №1:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №5 со стороны ПС №4:

Продольная составляющая потери напряжения линии 4 - 5:

кВ.

Для линии 4 - 5 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №5:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №5 со стороны ПС №1:

Продольная составляющая потери напряжения линии 5 - 1:

кВ.

Для линии КЭС - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №5:

кВ.

Схема 6:

Потери напряжения необходимо искать исходя из схемы потокораспределения Рисунок 11. Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

кВ.

Потеря напряжение ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3 со стороны ПС №2:

Продольная составляющая потери напряжения линии 2 - 3:

кВ.

Для линии 2 - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3 со стороны КЭС:

Продольная составляющая потери напряжения линии 3 - КЭС:

кВ.

Для линии 3 - КЭС учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №5:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №4:

Продольная составляющая потери напряжения линии КЭС - 4:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №4:

Потеря напряжение ПС №4:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №5:

Продольная составляющая потери напряжения линии 4 - 5:

кВ.

Для линии 4 - 5 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №5:

Потеря напряжение ПС №5:

кВ.

Результаты расчетов потерь напряжения в узлах сети сведены в Таблицу 13.

Таблица 13. Результаты потери напряжения в узлах цепи

Вариант	ПС №	U, кВ	dU, кВ
4	1	121	-
	2	117,237	3,763
	3	116,229	4,825
	4	118,867	2,133
	5	117,735	3,265
6	1	121	-
	2	118,093	2,907
	3	118,085	2,915
	4	120,309	0,691
	5	118,324	1,985

16. Расчет падения напряжения в трансформаторах

После нахождения напряжений в узлах цепи (Таблица 13) определим падение напряжения на трансформаторах подстанций. Напряжение на шинах низкого напряжения приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН, ТД, ТДЦ, ТМН

, (27)

где Pн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме; RT, XT - активное и реактивное сопротивление трансформаторов.

; (28)

; (29)

Схема 4:

Для ПС №1 (ТДЦ-200000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Для ПС №2 (ТДН-16000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Для ПС №3 (ТДН-16000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Для ПС №4 (ТДН-10000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Для ПС №5 (ТДН-10000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Схема 6:

Для ПС №1 (ТДЦ-200000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Для ПС №2 (ТДН-16000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Для ПС №3 (ТДН-16000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Для ПС №4 (ТДН-10000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Для ПС №5 (ТДН-10000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения не трансформаторе:

кВ.

Таблица 14. Результаты расчетов падения напряжения на трансформаторах

Вариант	ПС №	Uн, кВ	ΔUт, кВ
4	1	118,906	2,094
	2	113,024	4,213
	3	115,678	0,551
	4	116,201	2,666
	5	113,075	4,66
6	1	118,906	2,094
	2	113,912	4,181
	3	117,543	0,542
	4	119,832	0,477
	5	113,689	4,635

1. 17. Регулирование напряжения

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающие желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , определим по выражению:

, (30)

где - ступень регулирования напряжения, %.

Схема 4:

Для ПС №1:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

. (31)

Подставляя численные значения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Для ПС №2:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Для ПС №3:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Для ПС №4:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Для ПС №5:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Схема 6:

Для ПС №1:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

. (31)

Подставляя численные значения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Для ПС №2:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Для ПС №3:

, округляем .

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Для ПС №4:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Для ПС №5:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

Результаты расчетов регулирования напряжения трансформаторов сведены в Таблицу 15.

Таблица 15. Результаты расчетов регулирования напряжения трансформаторов

Вариант	ПС №	Uнд, кВ	δU, %
4	1	10,85	8,5
	2	11,007	10,07
	3	10,87	8,7
	4	10,92	9,2
	5	11,01	10,1
6	1	10,85	8,5
	2	11,09	10,9
	3	10,86	8,6
	4	10,88	8,8
	5	11,01	10,1

18. Технико-экономическое обоснование

Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (КЛЭП) и подстанции (КПС):

, (32)

, (33)

где - капиталовложения на сооружение ОРУ; - капиталовложения на сооружение трансформаторов; - постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.

Схема 4:

Стоимость сооружения воздушных линий 110кВ приведена в х[6, табл. 9.5]. Для данного варианта все участки линии выполнены из марки провода АС 120/19, а стоимость сооружения воздушных линий на одноцепных железобетонных опорах с категорией по гололеду II и указанной маркой провода составляет 11,4 тыс. руб/км, тогда пользуясь результатами Таблицы 5:

тыс. руб,

где 30 - коэффициент пересчета к ценам 1985г.

Стоимость блочных и мостиковых схем дана в [6, табл. 9.14]. Поскольку в данном варианте используются типовые схемы 5Н, то капиталовложения на ОРУ:

тыс. руб.

Схема 6:

Стоимость сооружения воздушных линий 110кВ приведена в х[6, табл. 9.5]. Для данного варианта все участки линии выполнены из марки провода АС 70/11, а стоимость сооружения воздушных линий на двухцепных железобетонных опорах с категорией по гололеду II и указанной маркой провода составляет 17,8 тыс. руб/км, тогда пользуясь результатами Таблицы 5:

тыс. руб,

где 30 - коэффициент пересчета к ценам 1985г.

Стоимость блочных и мостиковых схем дана в [6, табл. 9.14]. Поскольку в данном варианте используются типовые схемы 4Н и 5Н, то капиталовложения на ОРУ:

тыс. руб.

Стоимость трансформаторов приведена в [6, табл 9.19]. Расчеты на капиталовложения по трансформаторам одинаковы для всех вариантов. По Таблице 16 определяем капиталовложения на трансформаторы:

тыс. руб.

Таблица 16. Стоимость и тип трансформаторов на подстанциях

ПС №	Тип трансформатора	Стоимость трансформаторов, тыс. руб
1	2хТДЦ-200000/110	273
2	2хТДН-16000/110	63
3	2хТДН-16000/110	63
4	2хТДН-10000/110	54
5	2хТДН-10000/110	54

Постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ дана в [6, табл 9.35]. Суммарные постоянные затраты для каждой электрической схемы подстанции мостик 110/10 составляют 210 тыс. руб, поэтому постоянные затраты будут одинаковы для обоих вариантов

тыс. руб.

Схема 4:

Суммарные капиталовложения на ПС по формуле (33):

тыс. руб.

А суммарные капиталовложения на сооружения ЛЭП и ПС:

тыс. руб.

Схема 6:

Суммарные капиталовложения на ПС по формуле (33):

тыс. руб.

А суммарные капиталовложения на сооружения ЛЭП и ПС:

тыс. руб.

Определим объем реализованной продукции:

, (34)

где - тариф отпускаемой электроэнергии (= 1,27 руб/кВт·ч);

- число часов использования максимальной нагрузки (= 4200ч/год);- число подстанций.

Для обоих вариантов объем реализованной продукции будет одинаков:

тыс. руб.

Так как электрическая сеть не продает электроэнергию, а лишь передает, т.е. транспортирует ее, необходимо в формуле по расчету объема реализованной продукции использовать не тариф отпускаемой энергии, а тариф на транспорт электроэнергии, отсюда и появляется деление на 10.

Определяем суммарные издержки:

, (35)

где

- издержки на амортизацию.

Схема 4:

тыс. руб.

Схема 6:

тыс. руб.

Коэффициенты при расчете ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание выбираются из [6, табл. 8.2] для ВЛ 35 и выше на стальных и железобетонных опорах (2,8), а также для силового электрооборудования и распределительных устройств (кроме ГЭС) до 150 кВ (9,4).

Издержки на потерю электроэнергии:

, (36)

где - общие потери электроэнергии.

, (37)

где - наибольший ток участка линии, принимают равным , который был определен при выборе сечений проводов;

- сопротивления участка линии;

- время наибольших потерь.

часов. (38)

Схема 4:

кВт·ч;

Издержки на потерю электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Схема 6:

кВт·ч;

Издержки на потерю электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Определим налог на прибыль:

, (39)

где П - прибыль.

. (40)

Величина чистой прибыли:

. (41)

Срок окупаемости определяется из выражения:

. (42)

Приведенные затраты определим по формуле:

. (43)

Схема 4:

тыс. руб.

месяцев.

тыс. руб.

Схема 6:

тыс. руб.

месяцев.

тыс. руб.

Выбор схем по ТЭО:

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбираем наиболее экономичный и выгодный вариант №6, поскольку его затраты на 2,62% меньше кольцевого варианта цепи, а чистая прибыль на 5,7% выше.

Таблица 17. Результаты расчетов технико-экономических показателей

Вариант №	4	6
	73158	64296
Капиталовложения на сооружения ОРУ, КОРУ	18000	10872,6
Капиталовложения на сооружения трансформаторов, КТР	30420	30420
Постоянные затраты на капиталовложения	31500	31500
Капиталовложения на сооружения ПС, КПС	79920	72792,6
Общие капиталовложения, К	144216	145950,6
Издержки на амортизацию для ЛЭП, 2048,4241800,288
Издержки на амортизацию для ОРУ, 16921022,024
Издержки на потерю электроэнергии, 13171,2313862,074
Суммарные издержки, 16911,6556686,386
Прибыль, П	235969,536	236885,648
Чистая прибыль, ПЧ	170885,007	180908,731
Период окупаемости, Ток	8мес.	8мес.
Приведенные затраты, З	25375,824	24716,902

Заключение

В данной курсовой работе были исследованы шесть вариантов электрических сетей. Два варианта электрической сети были выбраны по укрупненным стоимостным показателям. Выбор был сделан по показателям технико-экономического расчета (вариант №6). Приведенные затраты в первом варианте оказались на 2,62% больше, чем в четвертом варианте схемы, а чистая прибыль на 5,7% выше. Был произведен выбор компенсирующих устройств, трансформаторов, схем распределительных устройств и выбор номинальных напряжений.

Приведенные затраты на сооружение экономически выгодного варианта составили 24716,902 тыс. руб.

Список литературы

1. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине "Электроэнергетические сети и системы". Самусенко Е.Н., 2006 - 51 с.

2. Макаров Е.Ф. Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей: Учебник для студентов. / Е.Ф. Макаров. - М, 2003. - 448с.

. Правила техничской эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. - 336с.

. Правила устройств электроустановок. 7-е изд. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. - 192с.

. Рожкова Л.Д., Корнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование станций и подстанций. - 2-е изд. Стер. - М.: Издательский центр "Академия", 2005 - 448с.

. Справочник по проектированию подстанций 35 - 500 кВ / Под ред. С.С. Рокотяна и Я.С. Самойлова. - М.: Энергоиздат, 1982 - 352с.

. Справочник Файбисовича Д.Л. По проектированию электроэнергетических систем./ 1995 - 340с. Под редакцией Файбисовича Д.Л.: Издательство НЦ ЭНАС, 2006 - 320с.

. Электротехнический справочник. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. Профессоров МЭИ В.Г. Герасимова, П.Г. Грудинского, Л.А. Жукова и др. - 6-е изд. испр. и доп. - М.: Энергоиздат, 1982 - 656с.

. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. В.И. Круповича, Ю.Г. Барыбина, М.Л. Самовера. - 3-е изд. Перераб. И доп. М.: Энергия, 1980 - 456с.

Электрификация населенного пункта